Konieczność dywersyfikacji dostaw hamuje rozwój rynku gazu

Obecnie 53 spółki muszą się stosować do przepisów o dywersyfikacji importu gazu do Polski. Za ich niewypełnienie grozi kara do 15 proc. rocznych przychodów.

Publikacja: 26.10.2015 12:00

Konieczność dywersyfikacji dostaw hamuje rozwój rynku gazu

Foto: Fotorzepa, Kuba Krzysiak Kuba Krzysiak

Z początkiem roku mogą się zmienić powszechnie krytykowane regulacje dotyczące dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy. Minister gospodarki w końcu przygotował projekt nowego rozporządzenia.

– Projekt został już przekazany do rozpatrzenia Komitetowi Rady Ministrów. Zgodnie z nim wejście w życie rozporządzenia przewidziane jest na 1 stycznia 2016 r., tak aby stosowanie nowych przepisów możliwe było od nowego roku kalendarzowego – informuje Danuta Ryszkowska-Grabowska, rzecznik prasowy resortu gospodarki. Dodaje, że aby od tego terminu możliwe było stosowanie nowych przepisów, konieczne jest przyjęcie rozporządzenia przez Radę Ministrów przed końcem roku oraz jego opublikowanie.

Nowe regulacje

Projekt rozporządzenia przewiduje, że maksymalny procentowy udział gazu z jednego źródła w latach 2016–2022 nie może być wyższy niż 64 proc. rocznie. W latach 2023–2025 próg ten spada do 49 proc. Resort gospodarki w uzasadnieniu do nowych regulacji napisał, że pierwszy próg uwzględnia obowiązujące długoterminowe umowy na dostawy gazu do Polski. Z kolei przyjęcie ostrzejszego wymogu po 2022 r. ma wynikać m.in. z podobnych regulacji w innych państwach UE, np. Hiszpanii.

Według nowych przepisów obowiązek dywersyfikacji nie będzie się odnosił do importu skroplonego LNG i sprężonego CNG, niezależnie od kraju pochodzenia i środka transportu, jakim będzie dostarczany. Dodatkowo dywersyfikacji ma podlegać tylko import netto, czyli pomniejszony o wywóz surowca do innych krajów.

Dla wielu uczestników rynku najważniejszą zaletą nowych regulacji są precyzyjne zapisy. – PKN Orlen popiera nowy projekt rozporządzenia dywersyfikacyjnego, ponieważ likwiduje on rozbieżności interpretacyjne, jakie wystąpiły pomiędzy prezesem URE a uczestnikami rynku, m.in. w zakresie prawidłowego interpretowania przywozu gazu z Niemiec do Polski z wykorzystaniem rewersu wirtualnego na gazociągu jamalskim. Jednocześnie projekt rozporządzenia dostosowuje jego wymagania do liberalizującego się rynku gazu w Polsce – twierdzą w biurze prasowym PKN Orlen.

– Projekt nowego rozporządzenia odpowiada naszym oczekiwaniom, aczkolwiek w naszej ocenie i przy obecnym rozwoju rynku równie dobrze mogłoby go nie być – mówi z kolei Grzegorz Kulik, rzecznik Grupy Azoty. Podobną opinię wyraża wiele innych firm.

Na bezcelowość obowiązku dywersyfikacyjnego w obecnym otoczeniu rynkowym wielokrotnie wskazywało Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. – Rozbudowa infrastruktury zwiększającej możliwości dywersyfikacyjne spowodowała wzrost możliwości pozyskania gazu z innych państw UE. Obecnie o kierunkach dostaw gazu decydują więc wyłącznie czynniki rynkowe, tj. cena surowca kształtowana na rynkach konkurencyjnych – przekonuje Dorota Gajewska, rzecznik prasowy PGNiG. Dodaje, że o skuteczności wykorzystania mechanizmów rynkowych dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego świadczą w szczególności doświadczenia z czasowego ograniczenia dostaw gazu z kierunku wschodniego zanotowane jesienią 2014 r. Wówczas, dzięki coraz większej integracja krajów UE, możliwe było uzupełnianie krajowego zapotrzebowania surowcem nabywanym na płynnych rynkach zachodnich, zwłaszcza w Niemczech.

Powszechna krytyka

Wciąż obowiązujące rozporządzenie w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy datowane jest na 2000 r. Zgodnie z jego treścią w latach 2010–2014 firmy mogły sprowadzać rocznie surowiec z jednego kraju w ilości co najwyżej 70 proc. łącznego importu. Od tego roku do 2018 jest to już tylko 59 proc., a w dwóch następnych latach 49 proc.

– Na mocy obowiązującego rozporządzenia trudno jednoznacznie stwierdzić, co oznacza wypełnienie obowiązku dywersyfikacyjnego. Nie jest np. powiedziane, w jaki sposób traktować nabycie gazu na hubach, giełdach i terminalach w Europie – informuje Anna Świtalska, dyrektor biura zarządu i relacji inwestorskich Grupy Duon, jednego z największych niezależnych dostawców błękitnego paliwa w Polsce.

Dodaje, że w interpretacji URE nie można tego typu dostawami dywersyfikować zakupów gazu z kierunku wschodniego, co w opinii spółki jest kwestią dyskusyjną. Poza tym trudności interpretacyjne dotyczą kraju pochodzenia gazu, którego zazwyczaj nie da się precyzyjnie ustalić. Jako przykład Grupa Duon ponadaje skroplony gaz LNG nabywany w europejskich terminalach, który pochodzi z Kataru, Algierii, Egiptu i innych krajów, trafiający stamtąd na różne giełdy gazu.

– Podobnie LNG, który kupujemy w Rosji, ma nieokreślone pochodzenie. Rosja poza krajowym wydobyciem importuje gaz m.in. z Uzbekistanu, Turkmenistanu, Kazachstanu i Azerbejdżanu – twierdzi Świtalska. Jej zdaniem nie wiadomo, czy należy dywersyfikować dostawy realizowane przez tzw. rewers na gazociągu jamalskim, ponieważ od strony kontraktowej jest to gaz pochodzący z UE, który w myśl obecnego rozporządzenia nie podlega dywersyfikacji. Jednocześnie gaz ten fizycznie pochodzi z Rosji, co mogłoby oznaczać, że podlega dywersyfikacji.

Obecne rozporządzenie krytykują również inne przedsiębiorstwa. Najwięcej powodów do zmartwień związanych z jego obowiązywaniem ma jednak grupa PGNiG.

Zdecyduje Sąd Najwyższy

W 2010 r. prezes URE nałożył na gazowniczy koncern 2 mln zł kary za niewypełnienie obowiązku dywersyfikacyjnego w latach 2007–2008. Spółka odwołała się od tej decyzji. W efekcie w styczniu tego roku Sąd Apelacyjny w Warszawie obniżył karę do 0,5 mln zł. W pozostałej części apelację PGNiG oddalił. Wyrok jest już prawomocny, a spółka dokonała płatności zasądzonej kwoty. Tym samym jest to jak na razie jedyna kara, która spotkała jakąkolwiek firmę niewypełniającą obowiązku dywersyfikacyjnego. PGNiG nie złożyło jednak broni. – 22 maja 2015 r. spółka złożyła w tej sprawie do Sądu Najwyższego skargę kasacyjną, która jest obecnie rozpatrywana – mówi Gajewska.

Koncern zapewnia, że dokłada wszelkich starań, aby wypełnić obowiązek dywersyfikacyjny. Nie zawsze jest to jednak możliwe i bynajmniej nie z jego winy. – Znaczący udział gazu z kierunku wschodniego wynika z realizacji długoterminowego kontraktu na dostawy gazu opartego na klauzuli „take or pay", a nie z braku woli spółki do większego wykorzystania dostaw z innych kierunków. Należy w szczególności podkreślić, że zobowiązania w ramach długoterminowego kontraktu wynikają z porozumień międzyrządowych zawartych przed wejściem w życie rozporządzenia dywersyfikacyjnego – twierdzi Gajewska. Chodzi o kontrakt jamalski, w ramach którego spółka musi kupować od Gazpromu określone ilości surowca. Co więcej, klauzula „take or pay", czyli „bierz lub płać", nakłada na nią obowiązek płacenia za surowiec niezależnie od tego, czy faktycznie go sprowadzi.

Kontrakt jamalski obowiązuje do 2022 r. Na jego mocy Polska może importować z Rosji do 10,2 mld m sześc. gazu rocznie. Powinna jednak odebrać przynajmniej 85 proc. tego wolumenu. Dla porównania, krajowe zużycie gazu to około 16 mld m sześc., z czego cały import to ponad 11 mld m sześc.

Mogą być kolejne kary

Jeśli nawet nowe rozporządzenie wejdzie w życie od Nowego Roku, to firmy importujące gaz mogą być karane za niewypełnienie obowiązku dywersyfikacyjnego w zakresie dostaw realizowanych do końca 2015 r. Prezes URE wezwał do złożenia wyjaśnień wszystkie podmioty mające koncesje na obrót gazem z zagranicą.

– To coroczny monitoring prowadzony przez URE, który prowadziliśmy także w ostatnich tygodniach – potwierdza Agnieszka Głośniewska, rzecznik prasowy URE. Obecnie koncesje na import posiadają 53 firmy, w tym m.in. PGNiG, PKN Orlen, Grupa Lotos, Zakłady Azotowe Puławy, PGE, Polenergia, Duon, EZ, Tauron, Enea i Gazprom Germania. Maksymalna wysokość kary pieniężnej może wynieść do 15 proc. przychodów danej firmy w roku podatkowym poprzedzającym rok, w którym nie wypełniono obowiązku koncesyjnego.

[email protected]

Opinia

dr hab. Mariusz Swora były prezes URE

Problem z postępowaniami wszczętymi przez prezesa URE ma swoje źródło w rozporządzeniu dywersyfikacyjnym, które ustala maksymalny procentowy udział gazu importowanego z jednego kraju pochodzenia przez przedsiębiorstwo. Zostało ono jednak wydane w zupełnie innych warunkach rynkowych, z perspektywą zabezpieczenia rynku dla importu gazu z Norwegii. Dziś, po częściowej liberalizacji i w obliczu dalszych projektów dywersyfikacyjnych, nie ma ono żadnego sensu, zaburza mechanizmy rynkowe i blokuje możliwości rozwoju firm. Można je zresztą obejść na poziomie kontraktowym, dokumentując np. jako kraj pochodzenia jedno z państw azjatyckich zamiast Rosji, a fizycznie pochodzenia każdej molekuły gazu sprawdzić się nie da. Szkodliwy dziś mechanizm rozporządzenia został też, niestety, ugruntowany w orzecznictwie sądowym. Dostrzegł to minister gospodarki i tak właśnie uzasadniał konieczność zmiany, do której jednak nie doszło. Nie widzę racji bytu rozporządzenia, nawet po zmianach. Obecnie realnym problemem jest zagrożenie Nord Stream II, a odpowiedzią – powrót do projektu Baltic Pipe, korytarz Północ–Południe, dalsza rozbudowa terminalu LNG i ewentualnie inne projekty zapewniające realną dywersyfikację dostaw do tej części Europy. Przepisy, decyzje i wyroki nie mają tu mocy sprawczej.

Surowce i paliwa
MOL stawia na dalszy rozwój sieci stacji paliw
https://track.adform.net/adfserve/?bn=77855207;1x1inv=1;srctype=3;gdpr=${gdpr};gdpr_consent=${gdpr_consent_50};ord=[timestamp]
Surowce i paliwa
Orlen bez sukcesów w Chinach
Surowce i paliwa
Mniej gazu po fuzji Orlenu z Lotosem i PGNiG
Surowce i paliwa
Obecny i były zarząd Orlenu oskarżają się nawzajem
Materiał Promocyjny
Cyfrowe narzędzia to podstawa działań przedsiębiorstwa, które chce być konkurencyjne
Surowce i paliwa
JSW szuka optymalizacji kosztów. Bogdanka może pomóc
Surowce i paliwa
Praca w kopalniach coraz mniej efektywna. Zyski górnictwa zamieniły się w straty